天然气管线内腐蚀影响因素分析

针对天然气管线内腐蚀的四种主要因素：Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂及水、建立了相应的数理统计中的单、双因素方差分析的数学模型,利用现场第一手资料及数据分析得到Ｈ２Ｓ,ＣＯ２,缓蚀剂,水及它们的组合对于管线内腐蚀起的作用,根据分析得到的结果提出了相应的改进天然气管线防腐方法及措施。     

天然气管线内腐蚀速度的逐步回归预测

为了更深入地探索天然气管线中所输介质与内腐蚀之间的关系,利用实验获得在气相或液相中Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂浓度与其所导致的内腐蚀速度值,采用数理统计的方法,确定Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂与内腐蚀速度之间的最佳的逐步回归方程,以达到预测内腐蚀速度的目的。所有逐步顺归过程及预测由编写的程序系统来完成。     

输气管道内腐蚀直接评价方法

基于完整性管理的内腐蚀直接评价(ICDA)方法具有成本低且无须进入到管道内部等优点,叙述了管道ICDA的重要性,并针对干气输送管道ICDA的原理、评价过程和应用影响因素等方面以及ICDA应用的局限性进行了较为详细的探讨.指出国内应该加强ICDA技术的研究和应用.     

天然气管道的内腐蚀程度-Fuzzy综合评价的应用

当研究天然气管道内腐蚀机理时,有必要对管道进行内腐蚀程度的评价.通过对其进行的定量评价,能了解管道的内腐蚀情况,同时这也是管道剩余强度评价、剩余寿命预测以及可靠性分析的基础.本文提出了利用模糊综合评价方法对天然气管道内腐蚀程度进行综合评价的具体方法,并通过应用示例验证该评价方法的可行性.     

天然气管线内腐蚀影响因素分析

针对天然气管线内腐蚀的四种主要因素：Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂及水,建立了相应的数理统计中的单、双因素方差分析的数学模型,利用现场第一手资料及数据分析得到Ｈ２Ｓ,ＣＯ２、缓蚀剂、水及它们的组合对于管线内腐蚀所起的作用。根据分析得到的结果提出了相应的改进天然气管线防腐方法及措施。     

输气管道应力腐蚀破裂

１９９２－１９９３年，在秋明地区的一个大型输气管道系统（由６条１４２０ｍｍ干线输气管道组成）中，曾发生因应力腐蚀破裂而导致的多处严重事故。文中列举事故调查委员会对事故所在的详细分析：均在压缩机站出口段气体温度较低，其地形毗邻丘陵或沼泽地段；土壤湿度较大天重碳酢卤／碳酸直过高并含活性指数较高的硫酸盐还原细菌，故有产生应力腐蚀破裂的典型土壤条件。其直接原因，则是沿管道轴向分布的单个裂缝或裂缝群所致。文     

常减压塔顶系统腐蚀控制

在原油加工品种杂 (既有高硫又有高酸 )且切换频繁的情况下 ,常减压塔顶系统的腐蚀问题仅靠传统方法已很难从根本上解决。镇海炼油化工股份有限公司一方面采取原油混炼措施 ,另一方面 ,采用最新的腐蚀在线监测方法和建立塔顶系统的离子平衡模型及时调节缓蚀剂、中和剂的投加量与注水量 ,最终使该系统的腐蚀得到有效控制     

利用缓蚀剂控制硫化氢对生产设施的内腐蚀

注入缓蚀剂可以控制海上平台上配管和处理设备内部发生的各种腐蚀。 本文包括内腐蚀控制方法,缓蚀剂选择步骤、缓蚀剂量估算计算步骤和其它有关资料。不涉及其它腐蚀控制方法,也没有确定最终缓蚀剂的选择(因为该缓蚀剂的确定必须经过试验)。     

集输管道的内壁腐蚀与控制

在原油输送过程中，原油中高质量分数的水对集输管道内壁造成了较严重的腐蚀。针对这种现状，对集输管道的内腐蚀进行了腐蚀机理及影响因素的调查分析，并结合中国石化胜利油田有限公司的实际，采取了包括内涂层技术、穿插高密度聚乙烯管等行之有效的防腐蚀控制措施。     

天然气长输管道腐蚀机理及检测技术研究

为了进一步做好天然气长输管道的防腐工作,保证管道输送的安全性和可靠性,对不同地理环境下埋地管道的腐蚀机理及腐蚀原因进行了分析,并针对不同的腐蚀机理给出了相应的检测方法。管道外防腐一般采用外防腐层加阴极保护的联合防腐方式,可采用电流电位检测法、密间隔电位检测法、人体大地电容检测法、直流电压梯度检测法、多频管中电流检测法等方法来检测埋地管道的外部腐蚀情况。在役管道内腐蚀的检测难度较大,建议在原有超声波检测和漏磁通检测的基础上,进一步开发新的检测方法,以期达到更好的检测效果。     

天然气管道内腐蚀直接评价方法原理与范例

天然气管道内腐蚀直接评价方法(DG-ICDA)的基本思路是通过多相流模型计算临界倾角,预测天然气管道最可能积液的部位,并对该部位的腐蚀情况进行检验,由此推断管道其他部位的腐蚀情况.分析了DG-ICDA的基本原理,阐述了该方法的4个步骤.DG-ICDA不仅作为一种主要的内腐蚀评价方法可独立使用,也可作为智能检测器和试压法...     

埋地输气管线腐蚀综合评价

为了保证输气管道的安全平稳运行,通过对某沙漠地区输气管线的腐蚀情况进行综合评价,包括PCM检测,阴极保护有效性检测,管体内腐蚀缺陷检测、成像与剩余强度评价以及剩余寿命评价。结果表明,该埋地输气管线的外防腐层存在漏点80个,阴极保护全部达标,管体外表面腐蚀是由防腐层破损而引起的,管体壁厚减薄处最小值为5.45 mm,该管道腐蚀缺陷在接受范围内,管道平均腐蚀速率较低。     

输油管线防垢防腐及新药剂试验

讨论影响输油管线结垢和腐蚀的主要因素，从理论上分析了结垢形成，推导计算结垢量的公式。介绍了输油管线防止硫酸钡垢的清防方法。     

基于PCA-SVM的油气管道腐蚀速率预测技术研究

为了对油气管道的腐蚀速率进行有效预测,对影响油气管道腐蚀速率的原因进行了梳理和总结。应用PCA主成分分析法对10大影响因素进行降维处理,选取累计贡献率大于98%的前8项影响因素代替原所有影响因素,忽略流速和压力的影响,利用LS算法对惩罚因子C、核参数σ和不敏感参数ε的取值进行了寻优。对PCA-SVM、PCA-BP、PCA-GRNN和PCA-WNN四种腐蚀速率预测模型进行对比,其中PCA-SVM模型的预测效果最好,平均绝对误差为1.04%,均方根误差为0.01339,但训练时间比其他模型长,今后应集中进行算法优化。     

建立榆林南区气田集输气管道腐蚀防护监测体系的思考

随着榆林南区集输气管道使用年限的增加,管道的腐蚀风险越来越大。为确保集输气管道的安全运行,建立管道的腐蚀防护监测体系迫在眉睫。为此,文章阐述了建立榆林南区集输气管道腐蚀防护监测体系的必要性、具体内容及实施办法,同时结合集输气管道运行实际情况提出了一些建议。